NO852853L

NO852853L - DEVICE FOR TURNING DRILLS.

Info

Publication number: NO852853L
Application number: NO852853A
Authority: NO
Inventors: John Denzil Barr; Malcolm Roy Taylor
Original assignee: Nl Petroleum Prod
Priority date: 1984-07-19
Filing date: 1985-07-17
Publication date: 1986-01-20
Also published as: IE56686B1; GB2161850B; JPS6140990A; IE851725L; GB8418482D0; EP0171915B1; EP0171915A1; AU584623B2; US4697654A; GB2161850A; AU4500985A; CA1246049A; GB8517277D0; DE3570718D1

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører dreibare borekroner for anvendelse ved boring av dype huller i undergrunnsformasjoner, og av den type som omfatter en kronesokkel med en forside og en styreseksjon, et antall enkeltskjær som.er innmontert i ytterflaten av kronesokkelens forside, en kanal i kronesokkelen, for fremføring av borevæske til et antall åpninger i kronesokkelens forside, og i hvert fall en skrotsliss i kronesokklens styreseksjon, hvor borevæske som utløper fra åpningene, ledes langs borekronens forside og rundt enkeltskjærene på denne, for å avkjøle enkeltskjærene innen den utstrømmer gjennom skrotslissen . The present invention relates to rotatable drill bits for use when drilling deep holes in underground formations, and of the type that comprises a crown base with a front face and a guide section, a number of single cuttings which are fitted into the outer surface of the front face of the crown base, a channel in the crown base, for advancing drilling fluid to a number of openings in the front of the crown base, and in any case a scrap slot in the control section of the crown base, where drilling fluid that flows out of the openings is led along the front of the drill bit and around the individual cuttings on this, to cool the individual cuttings before it flows out through the scrap slot.

Oppfinnelsen er særlig, men ikke utelukkende, egnet for anvendelse ved borekroner av den type som er utstyrt med prefabrikerte enkeltskjæar av polykrystallinsk diamant som er fordelt over borekronens forside. Slike prefabrikerte skjær kan være montert direkte på kronesokkelen, eller på tapper som opptas i forsenkninger i kronesokkelen. Den foreliggende oppfinnelse har imidlertid hovedsakelig befatning med avkjølingen og rengjør-igen av enkeltskjærene, og er følgelig generelt anvendelig for borekroner med utformete enkeltskjær av andre typer. The invention is particularly, but not exclusively, suitable for use with drill bits of the type that are equipped with prefabricated single shears of polycrystalline diamond which are distributed over the front of the drill bit. Such prefabricated shears can be mounted directly on the crown base, or on studs that are accommodated in recesses in the crown base. However, the present invention is mainly concerned with the cooling and cleaning of the individual cutting edges, and is therefore generally applicable to drill bits with designed individual cutting edges of other types.

Enkeltskjærene vil normalt være fordelt over borekronens forside i ulike avstander fra kronens rotasjonsakse, varierende mellom posisjoner nær aksen og posisjoner nær styreseksjonen. På konvensjonell måte er de åpninger i kronesokkelens ytterflate hvortil det overføres borevæske, vanligvis beliggende relativt nær borekronens rotasjonsakse slik at borevæske som ut-strømmer fra åpningene, ledes utad over samtlige partier av borekronens forside og til skrotslissene ved ytterperiferien. I enkelte tilfeller kan det imidlertid være anordnet hjelpeåpninger i soner mellom rotasjonsaksen og periferien, for øking av væske-strømmen langs borekronens ytterpartier. Borekronens forside kan innbefatte kanaler som strekker seg bort fra borkronens rotasjonsakse, for styring av borevæskestrømmen. Enkeltskjærene kan The individual cutting edges will normally be distributed over the face of the drill bit at various distances from the bit's axis of rotation, varying between positions close to the axis and positions close to the control section. In a conventional manner, the openings in the outer surface of the bit socket to which drilling fluid is transferred are usually located relatively close to the bit's rotation axis so that drilling fluid flowing out of the openings is directed outwards over all parts of the drill bit's face and to the scrap slots at the outer periphery. In some cases, however, auxiliary openings may be arranged in zones between the axis of rotation and the periphery, to increase the fluid flow along the outer parts of the drill bit. The face of the drill bit may include channels extending away from the axis of rotation of the drill bit, for controlling the flow of drilling fluid. The single cutters can

eksempelvis være montert på flater som forløper i retning fra borekronens rotasjonsakse og som avgrenser mellomliggende kanaler for example, be mounted on surfaces that extend in the direction from the rotation axis of the drill bit and that delimit intermediate channels

for borevæsken, og enkeltskjærene kan være slik montert på flatene at væsken som ledes utad gjennom kanalene, strømmer over enkeltskjærene som derved avkjøles og renses. Åpningene for borevæske i borekronens ytterflate er ofte anordnet som dyser som er innført i holdere i kronesokkelen. for the drilling fluid, and the individual cuttings can be mounted on the surfaces in such a way that the fluid that is led outwards through the channels flows over the individual cuttings, which are thereby cooled and cleaned. The openings for drilling fluid in the outer surface of the drill bit are often arranged as nozzles which are inserted into holders in the bit base.

Ved konvensjonelle borekroner av denne type vil av-kjølingen og rengjøringen av enkeltskjærene ved hjelp av borevæsken foregå mest effektivt i nærheten av de åpninger som befinner seg i sonen nærmest borekronens rotasjonsakse. Dette skyldes borevæskens høye strømningshastighet og turbulens idet den utløper fra åpningene. Borevæsken vil imidlertid fordeles idet den strømmer utad og bort fra borekronens rotasjonsakse, hvorved strømningshastigheten og turbulensen avtar, med den følge at borevæskens avkjølende og rensende virkning på enkeltskjærene som er beliggende nærmere borekronens ytterperiferi, minsker i vesentlig grad. Den mindre effektive avkjøling av de ytre enkeltskjær og de derav følgende, høyere temperaturer som påføres skjærene, kan medføre tidlig brudd av disse enkeltskjær, slik at borekronen blir ubrukelig for ytterligere boring på tross av at en stor del av enkeltskjærene nærmere borekronens rotasjonsakse fremdeles kan være i god forfatning. Den foreliggende oppfinnelse har derfor som oppgave å frembringe en borekrone av en konstruksjon med forbedret avkjøling og rengjøring av enkeltskjærene nær borekronens ytterperiferi. In the case of conventional drill bits of this type, the cooling and cleaning of the individual cuttings with the aid of the drilling fluid will take place most effectively in the vicinity of the openings located in the zone closest to the rotation axis of the drill bit. This is due to the drilling fluid's high flow rate and turbulence as it flows out of the openings. However, the drilling fluid will be distributed as it flows outwards and away from the drill bit's axis of rotation, whereby the flow rate and turbulence decrease, with the result that the cooling and cleaning effect of the drilling fluid on the individual cuttings that are located closer to the drill bit's outer periphery is significantly reduced. The less effective cooling of the outer cutting edges and the resulting higher temperatures applied to the cutting edges can lead to early breakage of these cutting edges, so that the drill bit becomes unusable for further drilling, despite the fact that a large part of the cutting edges closer to the rotation axis of the drill bit may still be in good condition. The present invention therefore has the task of producing a drill bit of a construction with improved cooling and cleaning of the individual cutting edges near the outer periphery of the drill bit.

I en dreieborekrone ifølge oppfinnelsen, for anvendelse ved boring av dype huller i undergrunnsformasjoner, omfatter en kronesokkel med en forside og en styreseksjon, et antall enkeltskjær som er montert i ytterflaten på borekronens forside, en kanal i kronesokkelen for fremføring av borevæske til et antall åpninger i kronesokelens forside, og ihvertfall en skrotsliss i kronesokklens styresekjson, hvor borevæske som utstrømmer fra åpningene, ledes langs kronesokkelens forside og rundt enkeltskjærene på denne, for å avkjøle og rengjøre enkeltskjærene innen den utløper gjennom skrotslissen, og hvor minst en av åpningene In a rotary drill bit according to the invention, for use when drilling deep holes in underground formations, a bit base with a front face and a control section comprises a number of single cuttings which are mounted on the outer surface of the drill bit face, a channel in the bit base for conveying drilling fluid to a number of openings in the front of the crown plinth, and in any case a scrap slot in the crown plinth's control section, where drilling fluid flowing from the openings is directed along the front of the crown plinth and around the single cuttings on this, to cool and clean the single cuttings before it exits through the scrap slot, and where at least one of the openings

- er beliggende i en forside-sone umiddelbart ved styreseksjone n, - is located in a front-page zone immediately next to steering section n,

i vinkelavstand fra den nærmest tilknyttede skrotsliss, idet strømningsbanen mellom åpningen og skrotslissen er slik at borevæske som strømmer fra åpningen til skrotslissen ved normalt bruk at an angular distance from the nearest associated scrap slot, the flow path between the opening and the scrap slot being such that drilling fluid flowing from the opening to the scrap slot during normal use

av borekronen, vil ledes stort sett tangentialt langs en ytterperiferisone av borekronens forside, i tilgrensning til styre-sekjosnen, og derved strømme rundt enkeltskjærene i nevnte periferisone. of the drill bit, will be guided largely tangentially along an outer peripheral zone of the front of the drill bit, in proximity to the guide section shaft, and thereby flow around the single cuttings in said peripheral zone.

Med tilknyttet skrotsliss menes en skrotsliss som er bestemt for, under normal drift av borekronen, å motta en vesentlig del av væskestrømmen fra den tilknyttete åpning. Det kan ved visse kronetyper forekomme at en skrotsliss som befinner seg fysisk nær en åpning, i realtiteten ikke mottar en. vesentlig del av væskestrømmmen fra denne åpning, grunnet utformingen av borekronens innvirkende ytterflate. Den innvirkende ytterflate kan eksemplevis innbefatte rygger eller flater som bare tillater overføring av en liten lekkasjestrøm fra åpningen til skrotslissen. I et slikt tilfelle er skrotslissen ikke å betrakte som tilknyttet åpningen. By associated scrap slot is meant a scrap slot which is intended to, during normal operation of the drill bit, receive a significant part of the fluid flow from the associated opening. With certain crown types, it can happen that a scrap slot that is physically close to an opening does not in reality receive one. significant part of the fluid flow from this opening, due to the design of the bit's impacting outer surface. The engaging outer surface may for example include ridges or surfaces which only allow the transfer of a small leakage current from the opening to the scrap slot. In such a case, the scrap slot is not to be considered as connected to the opening.

Selv om det fra tidligere er kjent visse anordninger med åpninger for borevæske i tilgrensning til en borekrones styreseksjon, er de innbyrdes posisjoner av disse ytteråpninger og skrotslisser og likeledes plasseringen av enkeltskjærene på kronesokkelen ikke slik ved de kjente anordninger, at det ikke opprettes en slik tangentialstrøm lang kronepreiferien som ved den foreliggende oppfinnelse. Fra US patentskrift 3.215.215 er det eksempelvis kjent en anordning med dyser som er plassert ved en borekrones omkretsflate, men i dette tilfelle vil væske-strømmmen fra hver dyse ledes radialt innad mot borekronens rotasjonsakse og radialt utad mot en tilgrensende skrotsliss, og det vil ikke oppnås en borevæskestrøm i periferiretningen. I det internasjonale patentskrift WO 84/00186 er det også beskrevet anordninger med dyser som er plassert i tilgrensning til en borekrones styreseksjon, men i dette tilfelle er virkemåten slik at borevæske som utstrømmer fra dysene, ledes innad mot boreskronens rotasjonsakse innen den atter utstrømmer mot skrotslisser i styreseksjonen. Det oppnås således ingen vesentlig, perifer væskestrøm fra dysene. Although certain devices with openings for drilling fluid adjacent to the control section of a drill bit have been known from the past, the relative positions of these outer openings and scrap slots and likewise the position of the individual cuttings on the bit base are not such that, in the known devices, such a tangential flow is not created lang krone preiferien as in the present invention. From US patent 3,215,215, for example, a device is known with nozzles which are placed at the peripheral surface of a drill bit, but in this case the liquid flow from each nozzle will be directed radially inwards towards the axis of rotation of the drill bit and radially outwards towards an adjacent scrap slot, and this will a drilling fluid flow in the peripheral direction is not achieved. In the international patent document WO 84/00186, there is also a description of devices with nozzles which are placed adjacent to the control section of a drill bit, but in this case the mode of operation is such that drilling fluid that flows out of the nozzles is directed inwards towards the axis of rotation of the drill bit before it flows out again towards scrap slots in the steering section. No significant, peripheral liquid flow from the nozzles is thus achieved.

Ved anordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse vil den turbulente høyhastighetsstrøm fra dysene ved borekronens styreseksjon ledes langs en stor del av ytterperiferisonen på borekronens forside på sin vei mot den nærmeste skrotsliss. Enkeltskjærene som er beliggende i denne del av strømningsbanen, In the device according to the present invention, the turbulent high-speed flow from the nozzles at the drill bit's control section will be guided along a large part of the outer periphery on the drill bit's front face on its way towards the nearest scrap slot. The individual shears located in this part of the flow path,

vil derfor avkjøles og rengjøres effektivt. will therefore be cooled and cleaned effectively.

For opprettelse av en strømningsbane av gunstig lengde mellom hver åpning og den nærmestliggende, tilknyttete skrotsliss, er vinkelavstanden mellom åpningen og skrotslissen fortrinnsvis ikke mindre enn 40°. In order to create a flow path of favorable length between each opening and the nearest associated scrap slot, the angular distance between the opening and the scrap slot is preferably not less than 40°.

Den korteste avstanden mellom åpningen og styreseksjonen, målt langs borekronens forside, kan understige 1/6 av kronesokkeldiameteren ved styreseksjonen, og er fortrinnsvis mindre enn 1/8 av diameteren.. I noen tilfeller kan det foretrekkes at den korteste avstand er mindre enn 1/10 av kronesokkeldiameteren ved styreseksjonen. The shortest distance between the opening and the guide section, measured along the face of the drill bit, may be less than 1/6 of the bit base diameter at the guide section, and is preferably less than 1/8 of the diameter. In some cases, it may be preferred that the shortest distance is less than 1/ 10 of the crown base diameter at the steering section.

Alternativt, eller i tillegg, kan den korteste avstanden mellom åpningen og styreseksjonen, målt langs borekronens forside, understige halvparten av den korteste avstand mellom åpningen og den nærmestliggende tilknyttete skrotsliss, og er fortrinnsvis mindre enn 1/3 av denne strekning. I noen tilfeller kan det foretrekkes at den korteste avstand mellom åpningen og styreseksjonen er mindre enn 1/4 av åpningens korteste avstand fra skrotslissen. Alternatively, or in addition, the shortest distance between the opening and the guide section, measured along the face of the drill bit, may be less than half of the shortest distance between the opening and the nearest associated scrap slot, and is preferably less than 1/3 of this distance. In some cases, it may be preferred that the shortest distance between the opening and the control section is less than 1/4 of the opening's shortest distance from the scrap slot.

Ved en utførelsesform ifølge oppfinnelsen, kan det være anordnet t antall innbyrdes atskilte åpninger som er stort sett symmetrisk fordelt rundt en ytterperiferisone på kronesokkelens forside, og et antall innbyrdes atskilte skrotslisser som er stort sett symmetrisk fordelt rundt styreseksjonen. I dette tilfelle er hver åpning fortrinnsvis beliggende stort sett midt mellom to skrotslisser. Det kan f.eks være anordnet to praktisk talt diamtetralt motsatt beliggende åpninger og to praktisk talt diametralt motsatt beliggende skrotslisser som er symmetrisk plassert i forhold til åpningen. In an embodiment according to the invention, there can be arranged t number of mutually separated openings which are largely symmetrically distributed around an outer peripheral zone on the front of the crown base, and a number of mutually separated scrap slots which are largely symmetrically distributed around the control section. In this case, each opening is preferably located largely in the middle between two scrap slots. There can, for example, be arranged two practically diametrically opposite openings and two practically diametrically opposite scrap slits which are symmetrically positioned in relation to the opening.

Ved en alternativ utførelsesform kan det være anordnet tre åpninger i innbyrde vinkelsavstander av ca. 120° og tre skrotslisser, likeledes i innbyrdes vinkelavstander av ca. 120°. I dette tilfelle er likeledes hver åpning fortrinnsvis beliggende stort sett midt mellom to skrotslisser. In an alternative embodiment, three openings can be arranged at mutually angular distances of approx. 120° and three scrap slots, likewise at mutual angular distances of approx. 120°. In this case, each opening is also preferably located mostly in the middle between two scrap slots.

Ved hver av utførelsesformene ifølge oppfinnelsen er det fortrinnsvis anordnet minst en åpning i radial avstand innenfor den nevnte ytterperiferisone på kronesokkelens forside. Ytterlgere åpninger eller dyser kan derved være plassert på konvensjonell måte nær borekronens rotasjonsakse eller mellom In each of the embodiments according to the invention, there is preferably arranged at least one opening at a radial distance within the aforementioned outer peripheral zone on the front of the crown base. Further openings or nozzles can thereby be placed in a conventional manner near the rotation axis of the drill bit or between

rotasjonsaksen og styreseksjonen. the axis of rotation and the steering section.

Det kan på kronesokkelens ytterflate være anordnet et antall støtteflater som strekker seg utad i forhold til borekronens rotasjonsakse og er forbundet med påmonterte enkeltskjær. A number of support surfaces can be arranged on the outer surface of the bit base which extend outwards in relation to the axis of rotation of the drill bit and are connected by mounted single cuttings.

I dette tilfelle kan ytterpartiene av ihvertfall visse av støtteflåtene strekke seg over strømningsbanen fra en perifer åpning til den nærmestliggende skrotsliss slik at borevæsken, under drift, vil strømme i tverrgående retning over disse ytterpartier av støtteflåtene. In this case, the outer parts of at least some of the support rafts can extend over the flow path from a peripheral opening to the nearest scrap slot so that the drilling fluid, during operation, will flow in a transverse direction over these outer parts of the support rafts.

Ved en annen, spesiell utførelsesform ifølge oppfinnelsen, er stort sett samtlige åpninger i kronesokkelens forside beliggende, i forhold til stort sett samtlige skrotslisser, på den motsatte side av en kronesokkeldiameter. Det kan derved være anordnet et antall skrotslisser som er beliggende side om side rundt et parti av styreseksjonen, eller utelukkende en enkelt skrotsliss. I et slikt tilfelle vil stort sett samtlige åpninger fortrinnsvis befinne seg i en sone på kronesokkelens forside i tilgrensning til styreseksjonen. In another, special embodiment according to the invention, almost all openings in the front of the crown base are located, in relation to almost all scrap slots, on the opposite side of a crown base diameter. There can thereby be arranged a number of scrap slots which are located side by side around a part of the steering section, or exclusively a single scrap slot. In such a case, most of the openings will preferably be located in a zone on the front of the crown plinth adjacent to the steering section.

Fordelen ifølge oppfinnelsen opnås ved den sistnevnte utf ørelsesf orm fordi væskestrørnmen fra ihvertfall noen av åpningene vil ledes rundt perifere soner på kronesokkelens forside under fremføringen til skrotslissen eller -slissene. Plasseringen av åpningene og skrotslissene på motsatte sider av en kronediameter medfører imidlertid en ytterligere fordel. Det kan iblandt være nødvendig at retningen av et hull under boring forandres med noen få grader. Det er f.eks. normalt at en forreste del av et borehull forløper vertikalt innen hullet går over til å danne en liten vinkel med vertikallinjen. Ulike metoder benyttes for å innlede denne vinkelforandring for hullet som bores. Ved en metode som iblandt kommer til anvendelse ved konuskroner med rulleskjær av tre-konus-type benyttes bare en asymmetrisk plassert dyse for borevæske, i det de to øvrige dyseposisjoner som normalt er anordnet, avtettes. I den valgt dyse for endring av borevinkelen avbrytes borekronens rotasjons-bevegelse, og kronen føres oppad og nedad langs de siste par meter av hullet mens borevæske pumpes gjennom den eneste dyse hvorved borekronen innestilles i riktig retning i overenstemmelse med den ønskete forandring av hullvinkelen. Borevæsken som pumpes gjennom den eneste dyse, bevirker erodering av den ene side av hullet. Prosessen gjentas omtrent for hver meter til det The advantage according to the invention is achieved by the latter embodiment because the liquid flow from at least some of the openings will be directed around peripheral zones on the front of the crown base during the advance to the scrap slot or slots. However, the location of the openings and scrap slots on opposite sides of a crown diameter provides a further advantage. It may sometimes be necessary to change the direction of a hole during drilling by a few degrees. It is e.g. normally a front part of a borehole runs vertically before the hole transitions to form a small angle with the vertical line. Various methods are used to initiate this angular change for the hole being drilled. In a method that is sometimes used for cone crowns with roller cutters of the three-cone type, only an asymmetrically positioned nozzle for drilling fluid is used, while the two other nozzle positions that are normally arranged are sealed. In the selected nozzle for changing the drilling angle, the rotational movement of the drill bit is interrupted, and the bit is moved up and down along the last few meters of the hole while drilling fluid is pumped through the only nozzle, whereby the bit is set in the correct direction in accordance with the desired change of the hole angle. The drilling fluid pumped through the single nozzle causes erosion of one side of the hole. The process is repeated approximately every meter until that

er oppnådd en vinkel av noen få grader (vinkelens størrelse kan gå helt ned til 1 eller 2 grader). Fra da av kan det gjøres bruk av en konvensjonell vinkelboreanordning som styres av en bore-kronebelastning. an angle of a few degrees is achieved (the size of the angle can go all the way down to 1 or 2 degrees). From then on, use can be made of a conventional angle drilling device which is controlled by a drill bit load.

En borekrone av den siste beskrevne type hvor de fleste eller samtlige åpninger for borevæske befinner seg på den ene side av kronen, kan derfor benyttes på den nettopp beskrevne måte, for å innlede en endring av vinkelen for hullet som bores, ved avbryting av borekronens dreiebevegelse i passende posisjon og nedpumping av borevæske gjennom åpningen. A drill bit of the last described type, where most or all of the openings for drilling fluid are on one side of the bit, can therefore be used in the manner just described, to initiate a change in the angle of the hole being drilled, by interrupting the rotary movement of the drill bit in the appropriate position and pumping down drilling fluid through the opening.

Ved den sist beskrevne utførelsesform ifølge oppfinnelsen kan det være anordnet midler for avgrensing av strømnings-kanaler i kronesokkelens forside, som strekker seg fra hver åpning på den ene side av borekronen til en tilknyttet skrotsliss på den motsatte side av kronen. Slik kanaler kan avgrenses av støtteflater hvorpå enkeltskjærene er montert og/eller av rygger som forløper langs ytterflaten av borekronens forside. Enkeltskjærene kan være montert på støtteflåtene og/eller i selve kanalen. Opprettelsen av slike kanaler kan medføre forbedret rengjøring av enkeltskjærene fordi det er åpnebart, at det i tilfelle av en delvis blokkering i en av kanalene, vil trykket mot blokkeringen øke, og under innvirkning av strømnings-hastigheten nær den partielle blokkering vil blokkeringen kunne fjernes grunnet erosjon og/eller trykkforskjeller. In the last described embodiment according to the invention, there can be arranged means for delimiting flow channels in the front of the crown base, which extend from each opening on one side of the drill bit to an associated scrap slot on the opposite side of the bit. In this way, channels can be delimited by support surfaces on which the individual bits are mounted and/or by ridges that run along the outer surface of the front of the drill bit. The single cutters can be mounted on the support rafts and/or in the channel itself. The creation of such channels can result in improved cleaning of the individual blades because it is openable, that in the event of a partial blockage in one of the channels, the pressure against the blockage will increase, and under the influence of the flow velocity near the partial blockage, the blockage will be able to be removed due to erosion and/or pressure differences.

Ved hver av utførelsesformene ifølge oppfinnelsen kan det være anordnet prefabrikkerte enkeltskjær av kjent type med et tynnt og hardt, fremre lag av superhardt materiale, eksempelvis polykrystallinsk diamant, som er forbundet med et mindre hardt støttelag. Alternativt kan hvert enkeltskjær omfatte prefabrikkert, i enhetlig lag av termisk stabilt, polykrystallinsk diamantmateriale som er festet til materialet i kronesokkelen eller til en tapp som er innmontert i en holder i kronesokkelen. Det termisk stabile enkeltskjær kan alternativt være innstøpt i en matrise-kronesokkel, med eller uten en innstøpt støttedel av relativt stivt materiale. In each of the embodiments according to the invention, there can be arranged prefabricated single blades of a known type with a thin and hard front layer of superhard material, for example polycrystalline diamond, which is connected to a less hard support layer. Alternatively, each individual cutting edge may comprise a prefabricated, uniform layer of thermally stable, polycrystalline diamond material which is attached to the material in the crown base or to a pin which is fitted into a holder in the crown base. The thermally stable single blade can alternatively be embedded in a matrix-crown base, with or without an embedded support part of relatively rigid material.

Oppfinnelsen er nærmere beskrevet i det etterfølgende The invention is described in more detail below

under henvisning til de medfølgende tegninger, hvor: with reference to the accompanying drawings, where:

Fig. 1 viser et skjematisk sideriss av en borekrone Fig. 1 shows a schematic side view of a drill bit

ifølge oppfinnelsen. according to the invention.

Fig. 2 viser et skjematisk enderiss av borekronen ifølge fig. 1. Fig. 3 og 4 viser riss, i likhet med fig. 1 og 2, av en borekrone av alternativ utførelsesform. Fig 5 og 6 viser enderiss av ytterligere versjoner av borekronen. Fig. 5a viser et delriss av borekronen ifølge fig. 5. Fig. 7 viser en modifiserte utførelsesform av borekronen ifølge fig. 5. Fig. 8 viser et del-enderiss av en ytterligere ut-førelsesform av borekronen ifølge oppfinnelsen, hvor enkeltskjærene er montert på støtteflater på kronesokkelen. Fig. 9-13 viser riss i likhet med fig. 8 av alternative utførelsesformer ifølge oppfinnelsen. Fig. 2 shows a schematic end view of the drill bit according to fig. 1. Fig. 3 and 4 show drawings, similar to fig. 1 and 2, of a drill bit of an alternative embodiment. Figs 5 and 6 show end views of further versions of the drill bit. Fig. 5a shows a partial view of the drill bit according to fig. 5. Fig. 7 shows a modified embodiment of the drill bit according to fig. 5. Fig. 8 shows a partial end view of a further embodiment of the drill bit according to the invention, where the individual cutters are mounted on support surfaces on the bit base. Fig. 9-13 shows a view similar to fig. 8 of alternative embodiments according to the invention.

Det er i fig. 1 og 2 vist en dreieborekrone som er bestemt for anvendelse ved boring av dype huller i undergrunnsformasjoner, og som omfatter en kronesokkel 10 med en forside 11 og en bakenforliggende styreseksjon 12. Enkeltskjær er montert på ytterflaten av kronesokkelens forside. Enkeltskjærenes nøyaktige type og deres plassering og montering på kronesokkelens forside utgjør ingen vesentlig del av den foreliggende oppfinnelse, og enkeltskjærene er derfor ikke vist i fig. 1 og 2. Det bør bemerkes at oppfinnelsen er egnet for anvendelse ved borekroner med enkeltskjær av enhver type, eksemplevis prefabrikkerte skjær av polykrystallingsk diamant eller formtilvirkete enkeltskjær av andre typer som er anordnet i et eller annet mønster på forsiden av borekronen. It is in fig. 1 and 2 show a rotary drill bit which is intended for use when drilling deep holes in underground formations, and which comprises a bit base 10 with a front face 11 and a rear-facing control section 12. Single cutters are mounted on the outer surface of the front face of the bit base. The exact type of the single cutters and their location and mounting on the front of the crown base do not form an essential part of the present invention, and the single cutters are therefore not shown in fig. 1 and 2. It should be noted that the invention is suitable for use with drill bits with single bits of any type, for example prefabricated bits of polycrystalline diamond or molded single bits of other types which are arranged in some pattern on the front of the drill bit.

Kronesokkelen 10 er utstyrt med en overgangsdel 13 for sammekopling av borekronen med en borestreng, og det er i over-,gangsdelen 13 og kronesokkelen 10 anordnet en innvendig gjennom-løpskanal (ikke vist) for fremføring av borevæske til åpninger i kronesokkelens forside. Kronesokkelens styreseksjon 12 er utstyrt med skrotslisser, og under drift vil derfor borevæsken som utstrømmer fra åpningene i kroneytterflaten, ledes langs kronesokkelens forside til skrotslissene, og derved avkjøle og/eller rengjøre de enkeltskjær som omstrømmes. The crown base 10 is equipped with a transition part 13 for connecting the drill bit with a drill string, and in the transition part 13 and the crown base 10 there is an internal flow channel (not shown) for conveying drilling fluid to openings in the front of the crown base. The crown plinth's control section 12 is equipped with scrap slits, and during operation the drilling fluid that flows from the openings in the crown's outer surface will therefore be guided along the front of the crown plinth to the scrap slits, thereby cooling and/or cleaning the individual cuttings that flow around.

På konvensjonelle borekroner av denne art er åpningene for borevæske som, slik det tidligere er nevnt, kan bestå av dyser sorn er innmontert i utformete forsenkninger i kronesokkel-materialet, normalt beliggende nær kronesokkelens midtre rotasjonsakse, eller mellom denne midtakse og styreseksjonen. Ifølge oppfinnelsen er det imidlertid i den utførelsesform som er vist i fig. 1 og 2, anordnet to perifere dyser 14 som er beliggende diametralt motsatt av hverandre og i en sone av kronesokkelens forside 11 i tilgrensning til styreseksjonen 12. To ytterligere dyser 15 er anordnet langs samme diameter som dysene 14, men nærmere kronesokkelens midtakse 16. On conventional drill bits of this kind, the openings for drilling fluid which, as previously mentioned, can consist of nozzles are fitted into designed recesses in the bit base material, normally located close to the central axis of rotation of the bit base, or between this central axis and the control section. According to the invention, however, in the embodiment shown in fig. 1 and 2, arranged two peripheral nozzles 14 which are located diametrically opposite each other and in a zone of the crown base front 11 adjacent to the control section 12. Two further nozzles 15 are arranged along the same diameter as the nozzles 14, but closer to the central axis 16 of the crown base.

Borekronens styreseksjon 12 er utstyrt med to skrotslisser 17 som er beliggende diametralt motsatt av hverandre og symmertisk plassert i forhold til dysen 14. Styreseksjonen innbefatter dessuten avlastningsslisser 18 som imidlertid ikke strekker seg til borekronens forside 11 og følgelig ikke danner skrotslisser. The guide section 12 of the drill bit is equipped with two scrap slots 17 which are located diametrically opposite each other and symmetrically positioned in relation to the nozzle 14. The guide section also includes relief slots 18 which, however, do not extend to the front face 11 of the drill bit and consequently do not form scrap slots.

Når borekronen er i funksjon, vil borevæske som ut-strømmer fra dysene 15 nærmest aksen 16, ledes utad langs forsiden av borekronen til skrotslissene 17 på konvensjonell. måte, og derved avkjøle og rense enkeltskjærene i sonen mellom dysene og skrotslissene. Grunnet de innbyrdes plasseringer av de perifere dyser 14 og skrotslissene 17 vil imidlertid væske-strømmen fra disse dyser ledes hovedsakelig tangentialt langs en ytre, perifer sone av borekronens forside 11, nær styreseksjonen, som vist ved piler 19. Da det er væskestrømmen nær en dyse som er mest turbulent og har høyest hastighet, vil plasseringen av dysene 14 nær periferien og i vesentlig avstand fra den nærmeste skrotsliss i sikkerhet for at den hurtigste og mest turbulente strømningssone vil strekke seg over de enkeltskjær som befinner seg i den perifere sone, og forårsake effektiv avkjøling og rengjøring av disse skjær. Avkjølingen og rengjøringen blir følgelig mer effektiv enn tilfelle ville være dersom dysene 14, som i konvensjonelle borekroner, var plassert nærmere kronens, rotasjonsakse, og flere skrotslisser var anordnet i styreseksjonen. When the drill bit is in operation, drilling fluid that flows out of the nozzles 15 closest to the axis 16 will be directed outwards along the front of the drill bit to the scrap slits 17 on conventional. way, thereby cooling and cleaning the single cuttings in the zone between the nozzles and the scrap slits. However, due to the relative positions of the peripheral nozzles 14 and the scrap slits 17, the liquid flow from these nozzles will be directed mainly tangentially along an outer, peripheral zone of the front face 11 of the drill bit, close to the control section, as shown by arrows 19. As the liquid flow is close to a nozzle which is most turbulent and has the highest velocity, the location of the nozzles 14 near the periphery and at a significant distance from the nearest scrap slot will ensure that the fastest and most turbulent flow zone will extend over the individual shears located in the peripheral zone, causing effective cooling and cleaning of these reefs. The cooling and cleaning is consequently more efficient than would be the case if the nozzles 14, as in conventional drill bits, were placed closer to the bit's axis of rotation, and several scrap slots were arranged in the control section.

For å medvirke til styring av væskestrømmen fra dysene 14 i tangential retning kan det på borekronens ytterflate være anordnet langstrakte rygger innenfor hver dyse 14, som vist med brutte linjer 9 i fig. 2. Selv om det i fig. 2 er vist to dyser 15 nær borekronens midtakse 16, kan slike dyser i ethvert passende antall og med hensiktsmessig plassering komme til anvendelse. Det kan f.eks. være anordnet utelukkende en enkelt dyse 15. In order to help control the liquid flow from the nozzles 14 in a tangential direction, elongated ridges can be arranged on the outer surface of the drill bit within each nozzle 14, as shown by broken lines 9 in fig. 2. Although in fig. 2 two nozzles 15 are shown near the central axis 16 of the drill bit, such nozzles can be used in any suitable number and with appropriate placement. It can e.g. be arranged exclusively with a single nozzle 15.

Den alternative utførelsesform som er vist i fig. 3 og 4, omfatter tre perifere dyser 14 i samme innbyrdes vinkelavstand av 120° og tre likeledes jevnt fordelte skrotslisser 17. Væske-strømmen fra hver dyse 14 vil også i dette tilfelle tvinges til å strømme langs en ytre, perifer sone av borekronens forside, for å nå den nærmeste skrotslisse. På samme måte som vist i fig. 2, kan væskestrømmen ledes i tangential retning ved hjelp av rygger innenfor dysene 14, og en av disse rygger er angitt med brutte linjer 9 i fig. 4. The alternative embodiment shown in fig. 3 and 4, comprises three peripheral nozzles 14 at the same mutual angular distance of 120° and three equally distributed scrap slots 17. The liquid flow from each nozzle 14 will also in this case be forced to flow along an outer, peripheral zone of the front of the drill bit, to reach the nearest scrap chute. In the same way as shown in fig. 2, the liquid flow can be guided in a tangential direction by means of ridges within the nozzles 14, and one of these ridges is indicated by broken lines 9 in fig. 4.

Ved den alternative utf©reiseform ifølge fig. 5 er det anordnet fire dyser 20, 21, 22 og 23 samt fire skrotslisser 24, 25, 26 og 27, hvor dysene og skrotslissene er gruppert side om side på hver sin side av en borekronediameter. I dette tilfelle er enkeltskjærene 28 montert på støtteflater 29 som er utformet på borekronens forside og derved avgrenser mellomliggende kanaler 30. Videre er ytterligere enkeltskjær 31 montert langs periferien av borekronens forside, og andre enkeltskjær 42 er anordnet nær kronemidten. In the alternative form of exit according to fig. 5, there are arranged four nozzles 20, 21, 22 and 23 as well as four scrap slots 24, 25, 26 and 27, where the nozzles and scrap slots are grouped side by side on each side of a drill bit diameter. In this case, the single cutters 28 are mounted on support surfaces 29 which are formed on the front of the drill bit and thereby delimit intermediate channels 30. Furthermore, further single cutters 31 are mounted along the periphery of the front of the drill bit, and other single cutters 42 are arranged near the crown center.

Hvert enkeltskjær er vendt i en retning med en komponent i den tilknyttete kanal 30 og vil derfor avkjøles og Each individual cutting is turned in a direction with a component in the associated channel 30 and will therefore be cooled and

rengjøres av borevæsken som strømmer langs kanalen fra dysen til den tilhørende skrotsliss. I forbindelse med de to ytterdyser 20 og 23 vil borevæskens strømningsbane fra disse dyser til de tilknyttete skrotslisser henholdsvis 24 og 27 ledes tangentialt langs motsatte ytterperiferisoner av borekronens forside, og derved avkjøle og rengjøre de perifere enkeltskjær 31. is cleaned by the drilling fluid that flows along the channel from the nozzle to the associated scrap slot. In connection with the two outer nozzles 20 and 23, the flow path of the drilling fluid from these nozzles to the associated scrap slots 24 and 27, respectively, will be guided tangentially along opposite outer peripheral zones of the front face of the drill bit, thereby cooling and cleaning the peripheral single cuttings 31.

Den viste utførelsesform ifølge fig. 5 tjener utelukkende som eksempel og antallet og plasseringen av dysene og/eller skrotslissene kan variere. Det kan f.eks være anordnet utelukkende en enkelt skrotsliss. Selv om kanalene 30 i det viste tilfelle avgrenses av de støtteflater 29 hvorpå enkeltskjærene 28 er montert, kan kanalen også avgrenses, helt eller delvis, av rygger på kroneytterflaten, og i så fall kan noen eller samtlige enkeltskjær være montert i de kanaler 30 som avgrenses av ryggene. Et slikt tilfelle er vist i fig. 7, hvor ryggene er betegnet med 29a. The shown embodiment according to fig. 5 serves as an example only and the number and location of the nozzles and/or scrap slits may vary. There may, for example, be arranged exclusively a single scrap slot. Even if the channels 30 in the case shown are delimited by the support surfaces 29 on which the individual cutters 28 are mounted, the channel can also be delimited, in whole or in part, by ridges on the outer surface of the crown, and in that case some or all of the individual cutters can be mounted in the channels 30 that are delimited of the backs. Such a case is shown in fig. 7, where the ridges are designated by 29a.

Ved den modifiserte utførelsesform ifølge fig. 6, er posisjonene for to av dysene 20 og 21 og de respektive, tilknyttete skrotslisser 24 og 25 ombyttet. Fordelen med dette er at alle enkeltskjær lengst fra borekronens rotasjonsakse på støtteflåtene 29 er vendt, ihvertfall delvis, mot væskestrømmen fra dysene, hvorved den avkjølende og rensende effekte av bore-væskestrømmen blir optimal. In the modified embodiment according to fig. 6, the positions of two of the nozzles 20 and 21 and the respective associated scrap slits 24 and 25 have been interchanged. The advantage of this is that all individual cuttings furthest from the rotation axis of the drill bit on the support rafts 29 are turned, at least partially, towards the fluid flow from the nozzles, whereby the cooling and cleaning effect of the drilling fluid flow is optimal.

De anordnete kanaler 30 ved utførelsesformen ifølge fig. 5-7 vil opprettholde en avgrenset strømningsbane fra hver dyse til den tilknyttete skrotslisse, med bare begrenset tverr-kanal-lekkasje. Ved eventuell, total eller delvis blokkering av en kanal med boreavfall, vil det oppstå en høy trykkdifferanse over blokkeringen, da væsken som strømmer inn i kanalen fra dysen, ikke kan avledes til en alternativ strømningsbane. Den høye trykkdifferansen vil følgelig tilstrebe eliminering av blokkeringen. I tilfelle av en partiell, eller delvis opphevet, blokkering av kanalen, vil strømningsbanen bak blokkeringen innsnevres, hvilket medfører økning i strømningshastigheten med derav følgende erodering av blokkeringen under innvirkning av den forbistrømmende borevæske. Kanalanordninger som vist i fig. 5 - 7, reduserer følgelig risikoen for skjærbrudd som følge av mangelfull avkjøling og rengjøring grunnet blokkering av bore-væskestrømmen. The arranged channels 30 in the embodiment according to fig. 5-7 will maintain a confined flow path from each nozzle to the associated scrap chute, with only limited cross-channel leakage. In the event of a total or partial blockage of a channel with drilling waste, a high pressure difference will occur across the blockage, as the liquid flowing into the channel from the nozzle cannot be diverted to an alternative flow path. The high pressure difference will therefore tend to eliminate the blockage. In the event of a partial, or partially lifted, blockage of the channel, the flow path behind the blockage will be narrowed, which causes an increase in the flow rate with the consequent erosion of the blockage under the influence of the passing drilling fluid. Duct devices as shown in fig. 5 - 7, consequently reduces the risk of shear failure as a result of insufficient cooling and cleaning due to blockage of the drilling fluid flow.

Som tidliger omtalt, kan den asymmetriske plassering som vist i fig. 5 og 7 også benyttes for innleding av en vinkelforandring for et hull under boring. As previously discussed, the asymmetric placement as shown in fig. 5 and 7 are also used for introducing an angle change for a hole during drilling.

Enkeltskjærene kan, som tidligere nevnt være anordnet på hvilken som helst konvensjonell måte, og fig. 8 viser en ut-førelsesform hvor enkeltskjærene som er vist skjematisk ved 32, er montert på støtteflater 33 som strekker seg stort sett i radial retning, hvorved det dannes mellomliggende kanaler for borevæske mellom støtteflåtene. Som det fremgår av fig. 8, er det anordnet dyser 34 umiddelbart ved borekronens styreseksjon 12 samt dyser 3 5 nærmere borekronens midtre rotasjonsakse. Som ved de tidligere beskrevne utførelsesformer er skrotslissene, f.eks. som vist ved 36, slik plassert i forhold til de perifere dyser 34, at borevæske som ledes fra hver dyse 34 til en tilknyttet skrotslisse 36, strømmer langs den ytre, perifere sone av borekronens forside mellom skrotslissen og dysen.. Ved anordningen The individual cutters can, as previously mentioned, be arranged in any conventional way, and fig. 8 shows an embodiment where the single cutters shown schematically at 32 are mounted on support surfaces 33 which extend largely in the radial direction, whereby intermediate channels for drilling fluid are formed between the support surfaces. As can be seen from fig. 8, nozzles 34 are arranged immediately at the drill bit's control section 12 as well as nozzles 3 5 closer to the drill bit's central axis of rotation. As with the previously described embodiments, the scrap slits, e.g. as shown at 36, so positioned in relation to the peripheral nozzles 34, that drilling fluid which is led from each nozzle 34 to an associated scrap slot 36, flows along the outer, peripheral zone of the front face of the drill bit between the scrap slot and the nozzle.. By the device

ifølge fig. 8 vil således den perifere væskestrøm ledes ihvertfall according to fig. 8, the peripheral liquid flow will thus be guided in any case

over de ytterpartier av støtteflåtene 33 som befinner seg mellom dysen 34 og skrotslissen 36, og støtteflåtene er utformet for å over the outer parts of the support rafts 33 which are located between the nozzle 34 and the scrap slot 36, and the support rafts are designed to

tillate slik væskestrøm. allow such fluid flow.

Det fremgår at utførelsesformen ifølge fig. 8 innbefatter en ytterligere skrotsliss 37 som befinner seg fysik nærmere de perifere dyser 34 enn skrotslissen 36. Støtteflaten 38 som er forbundet med enkeltskjærene ved dysen 34 gir imidlertid mindre klaring mellom dysen og formasjonen enn støtte-flatene 33 slik at det, ved normal bruk av borekronen, vil strømme en mindre mengde av borevæske fra dysen 34 til skrotslissen 37, mens hoveddelen av væsken fra dysen 34 vil strømme oppover støtteflåtene 33 til skrotslissen 36. It appears that the embodiment according to fig. 8 includes a further scrap slot 37 which is physically closer to the peripheral nozzles 34 than the scrap slot 36. The support surface 38 which is connected to the individual cuttings at the nozzle 34, however, provides less clearance between the nozzle and the formation than the support surfaces 33 so that, in normal use of the drill bit, will flow a smaller amount of drilling fluid from the nozzle 34 to the scrap slot 37, while the main part of the liquid from the nozzle 34 will flow up the support rafts 33 to the scrap slot 36.

I fig. 9 - 13 er det skjematisk vist alternative utførelsesformer, hvor væskestrømmen fra en perifer dyse 34 til den tilknyttete skrotsliss 36 i samtlige tilfeller finner sted over de ytre, perifere soner av borekronens forside, for effektiv avkjøling og rengjøring av enkeltskjærene i disse soner. Det kan i hvert tilfelle oppstå en viss strømning fra den perifere dyse i andre retninger, men hoveddelen av væskestrømmen ledes gjennom den perifere sone. In fig. 9 - 13 schematically show alternative embodiments, where the liquid flow from a peripheral nozzle 34 to the associated scrap slot 36 in all cases takes place over the outer, peripheral zones of the front of the drill bit, for effective cooling and cleaning of the individual cuttings in these zones. In each case, a certain flow may occur from the peripheral nozzle in other directions, but the main part of the liquid flow is directed through the peripheral zone.

Ved en alternativ, ikke vist versjon kan det i til-knytning til hver perifer dyse og den tilhørende skrotsliss være anordnet et ryggparti som forløper perifert innenfor borekronens ytterperiferi, slik at det mellom ryggpartiet og styreseksjonen avgrenses en perifer kanal for opprettelse av en direkte, avgrenset strømningsbane fra dysen til skrotslissen og kanalen opptar enkeltskjær som er innmontert eller vendt ihvertfall delvis inn i kanalen. In the case of an alternative, not shown version, in connection with each peripheral nozzle and the associated scrap slot, a ridge section can be arranged that runs peripherally within the outer periphery of the drill bit, so that a peripheral channel is defined between the ridge section and the control section to create a direct, defined the flow path from the nozzle to the scrap slot and the channel occupies individual blades which are installed or turned at least partially into the channel.

Ved hver av de utførelsesformer ifølge oppfinnelsen som innbefatter ryggpartier som er anordnet på kronesokkelens ytterflate, for opprettelse av strømningsbaner for borevæske, kan disse ryggpartier være elastiske eller utformet som børster, som kjent fra britisk patentskrift 2. 148.978. In each of the embodiments according to the invention which include ridges which are arranged on the outer surface of the crown base, for creating flow paths for drilling fluid, these ridges can be elastic or designed as brushes, as known from British patent document 2.148.978.

Anordninger ifølge oppfinnelsen kan også ha den fordel at borekronen er særlig egnet for opprømmingsprosesser hvorved bare enkeltskjær ved borekroneperiferien bearbeider formasjonen. Konvensjonelle borekroner i forbindelse med hydrauliske systemer som er konstruert for effektivitet under vanlig boring, vil som regel ikke fungere tilfredstillende under opprømming, grunnet utilfredstillende avkjøling og rengjøring av de perifere enkeltskjær. Devices according to the invention can also have the advantage that the drill bit is particularly suitable for reaming processes whereby only single cuttings at the drill bit periphery process the formation. Conventional drill bits in connection with hydraulic systems that are designed for efficiency during normal drilling will not, as a rule, function satisfactorily during reaming, due to unsatisfactory cooling and cleaning of the peripheral individual cuttings.

I flere av de tilfeller som er beskrevet i det oven-stående, er borekronen utstyrt med ytterliger dyser for borevæske, som er beliggende i innbyrdes avstand radialt innefor de perifere dyser som er anordnet iølge oppfinnelsen. I slike tilfeller er det en gjennomstrømningssone som opprettes av de perifere dyser, fortrinnsvis ikke mindre enn halvdelen av den totale gjennomstrømningssone for samtlige dyser. In several of the cases described above, the drill bit is equipped with additional nozzles for drilling fluid, which are located at a mutual distance radially inside the peripheral nozzles arranged according to the invention. In such cases, there is a flow-through zone created by the peripheral nozzles, preferably not less than half of the total flow-through zone for all nozzles.

Claims

1. Rotary drill bit for use in drilling deep holes in underground formations, and comprising a bit base (10) with a face (11) and a guide section (12), a number of single bits mounted on the outer surface of the face of the bit base, a channel in the bit base for advance of drilling fluid to a number of openings (14, 15) in the front of the crown base, and at least one scrap slot (17) in the control section of the crown base, where drilling fluid that flows out of the opening is guided along the front of the crown base and around the attached single cuttings, thereby cooling and cleaning the individual cuttings before they flow out through the scrap slot, characterized in that at least one of the openings (14) is located in a front zone at the control section (12) and at an angular distance from the nearest connected scrap slot, and that the flow path between the opening and the scrap slot runs so that drilling fluid as during normal operation of the drill bit flows from the opening to the scrap slot, is guided largely tangentially along an outer, peripheral zone of the drill bit s front side, adjacent to the steering section, thereby circulating the individual cuttings in this peripheral zone.

2. Drill bit in accordance with claim 1, characterized in that the openings (14) which are located in a front zone adjacent to the control section (12) create no less than half of the total flow zone created by all the openings (14, 15) in the bit base ( 10) front page.

3. Drill bit in accordance with claim 1 or 2, characterized in that each individual bit (28, 31, 32) is prefabricated with a thin, hard front layer of super-hard material which is connected to a less hard support layer.

4. Drill bit in accordance with claim 1 or 2, characterized in that each individual cutting edge (28, 31,

32) comprises a prefabricated, uniform layer of heat-stable, polycrystalline diamond material.

5. Drill bit in accordance with claim 4, characterized in that each of the heat-stable single cuttings (28, 31, 32) is embedded in a matrix bit base (10).

6. Drill bit in accordance with one of claims 1-5, characterized in that the angular distance between the opening (14) and the nearest associated scrap slot (17) does not fall below 40°.

7. Drill bit in accordance with one of claims 1-6, characterized in that the shortest distance between the opening (14) and the guide section (12), measured over the front of the drill bit, is less than 1/6 of the bit base diameter in the guide section zone.

8. Drill bit in accordance with claim 7, characterized in that the shortest distance between the opening (14) and the guide section (12), measured over the face of the drill bit, is less than 1/8 of the bit base diameter in the guide section zone.

9. Drill bit in accordance with claim 8, characterized in that the shortest distance between the opening (14) and the guide section (12), measured over the face of the drill bit, is less than 1/10 of the bit base diameter in the guide section zone.

10. Drill bit in accordance with one of claims 1-9, characterized in that the shortest distance between the opening (14) and the control section (12) measured over the front of the drill bit, is less than half of the shortest distance between the opening (14) and the nearest one, associated scrap slots (17).

11. Drill bit in accordance with one of claims 1-10, characterized in that the shortest distance between the opening (14) and the control section (12), measured over the front of the drill bit, is less than 1/3 of the shortest distance between the opening (14) and the nearest associated scrap slot (17) .

12. Drill bit in accordance with one of claims 1-11, characterized in that the shortest distance between the opening (14) and the control section (12), measured over the front of the drill bit, is less than 1/4 of the shortest distance between the opening (14) and the nearest associated scrap slot (17) .

13. Drill bit in accordance with one of claims 1 - 12, characterized in that there are arranged a number of mutually separated openings (14) which are largely symmetrically distributed around an outer, peripheral zone of the front face of the bit base, and a number of mutually separated scrap slots (17 ) which is largely symmetrically distributed around the steering section.

14. Drill bit in accordance with claim 13, characterized in that each opening (14) is located roughly midway between two scrap slots (17).

15. Drill bit in accordance with claim 14, characterized in that there are two largely diametrically opposite openings (14, fig. 2) and two largely diametrically situated scrap slots (17) which are symmetrically positioned in relation to the openings.

16. Drill bit in accordance with claim 13 or 14, characterized in that three openings (14, fig. 3) are arranged at an angular distance of approx. 120°, and three scrap slots (17), likewise at an angular distance of approx. 120°

17. Drill bit in accordance with one of claims 1-16, characterized in that at least one opening (15) is arranged at a radial distance within the outer, peripheral zone of the front of the bit base.

18. Drill bit in accordance with one of the claims 1-17, characterized in that a number of support surfaces (33) are arranged on the outer surface of the bit base which extend outwards in relation to the rotation axis of the drill bit and are connected by mounted single cutters (32).

19. Drill bit in accordance with claim 18, characterized in that the outer parts of at least some of the support rafts (33) extend over the flow path from a peripheral opening to the nearest scrap slot (36) so that, during operation, drilling fluid will flow transversely the outer parts of the support rafts.

20 Drill bit in accordance with claim 1, characterized in that almost all openings (20, 21, 22, 23, fig. 5) in the front of the bit base are located on the opposite side of a bit base diameter in relation to basically all scrap slots (24, 25 , 26, 27).

21. Drill bit in accordance with claim 20, characterized in that a number of scrap slots (24, 25, 26, 27) are arranged which are located side by side around a part of the steering section.

22. Drill bit in accordance with claim 20, characterized in that only a single scrap slot is arranged.

23. Drill bit in accordance with claim 21, characterized in that almost all openings (20, 21, 22, 23) are located in a zone of the front of the drill bit adjacent to the control section.

24. Drill bit in accordance with one of claims 20 - 23, characterized by means (29) for delimiting flow channels (30) in the front of the bit base, which extend from each opening (20, 21, 22, 23) on one side of the drill bit to an associated scrap slot (24, 25, 26, 27) on the opposite side of the drill bit.

25. Drill bit in accordance with claim 24, characterized in that the channels are delimited by the support surfaces (29) on which the individual cutters (28) are mounted.

26. Drill bit in accordance with claim 24, characterized in that the channels are delimited by ridges (29a, fig.

7) which extends along the outer surface of the drill bit's face.

27. Drill bit in accordance with claim 26, characterized in that the individual cutters (28) are fitted into the channels (30).

28. Rotary drill bit for use in drilling deep holes in underground formations, and comprising a bit socket (10) with a front face and a guide section (12), a number of single bits mounted on the outer surface of the bit socket's front face, a channel in the bit socket for conveying drilling fluid to a number of openings (14, 15) in the front of the crown base, and at least one scrap slot (17) in the front of the crown base, where drilling fluid that flows out of the openings is guided along the front of the crown base and around the individual cuttings on this, and thereby cools and cleans the individual cuttings before it flows out through the scrap slot, characterized in that at least one of the openings (14) is located in a front zone adjacent to the control section, such that the shortest distance between the opening (14) and the control section (12), measured over the front of the drill bit, is less than 1/6 of the crown base diameter in the control section zone, and that the angular distance between the opening (14) and the nearest associated scrap slot (17) does not exceed r 40°, and that the flow path between the opening and the scrap slot proceeds so that drilling fluid which, during normal operation of the drill bit, flows from the opening to the scrap slot, is largely guided tangentially along an outer, peripheral zone of the front of the drill bit, adjacent to the control section, and thereby flows around the individual shears in this peripheral zone.

29. Rotary drill bit for use in drilling deep holes in underground formations, and comprising a bit base with a face and a guide section, a number of single bits mounted on the outer surface of the face of the bit base, a channel in the bit base for conveying drilling fluid to a number of openings in the bit base front side, and at least one scrap slot in the control section of the crown base, where drilling fluid that flows out of the openings is guided along the front side of the crown base and around the single cuttings on this, and thereby cools and cleans the single cuttings before it flows out through the scrap slot, characterized in that at least one of the openings (14) is placed in a front zone adjacent to the control section (12), that the shortest distance between the opening (14) and the control section (12), measured over the front of the drill bit, is less than half of the shortest distance between the opening and the nearest associated scrap slot (17 ), and that the opening is located at an angular distance from the scrap slot, whereby the flow path between the opening and the scrap slot proceeds so that drilling fluid, which, during normal operation of the drill bit, flows from the opening to the scrap slot, is mostly guided tangentially along an outer, peripheral zone of the front of the drill bit adjacent to the control section, thereby recirculating the individual cuttings in this peripheral zone.

30. Rotary drill bit for use in drilling deep holes in underground formations, and comprising a bit base with a face and a guide section, a number of single bits mounted on the outer surface of the face of the bit base, a channel in the bit base for conveying drilling fluid to a number of openings in the bit base front side, and at least one scrap slot in the control section of the crown base, where drilling fluid that flows out of the openings is guided along the front side of the crown base and around the single cuttings on this, and thereby cools and cleans the single cuttings before it flows out through the scrap slot, characterized in that at least one of the openings (14) is placed, at an angular distance from the nearest, associated scrap slot, in a front zone adjacent to the guide section (12) that the shortest distance between the opening (14) and the guide section (12), measured over the front face of the drill bit, is less than 1/6 of the bit base diameter at steering section and less than half of the shortest distance between open none (14) and the nearest, associated scrap slot (17), whereby the flow path between the opening and the scrap slot proceeds so that drilling fluid which, during normal operation of the drill bit, flows from the opening to the scrap slot, is guided largely tangentially along an outer, peripheral zone of the drill bit front side, adjacent to the steering section, thereby circulating the individual cuttings in this peripheral zone.